縫洞型碳酸鹽巖油藏油井高含水期堵水挖潛綜合配套技術

潘昭才 袁曉滿 谷 雨 王俊芳 補璐璐 任寶玉

（1.塔里木油田公司開發事業部，新疆庫爾勒 841000；2.華北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552）

縫洞型碳酸鹽巖油藏油井高含水期堵水挖潛綜合配套技術

潘昭才1袁曉滿1谷 雨1王俊芳1補璐璐1任寶玉2

（1.塔里木油田公司開發事業部，新疆庫爾勒 841000；2.華北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552）

針對X地區縫洞型碳酸鹽巖油井高含水期堵水挖潛成功率低、經濟效益差的狀況，按照系統工程的理念和方法,對單井生產潛力類型、形成機理、選井條件等重要節點，進行了全面深入地研究和分析并形成了較為完善的綜合配套技術。依據這些研究成果，能夠明顯地提高今后油井高含水期治理挖潛成效，又可為同類型油藏開展此項研究提供借鑒。

高含水期；生產潛力；選井條件；堵水措施；綜合配套技術

X地區縫洞型碳酸鹽巖油藏經過十多年的衰竭式開采，已經進入到高含水開發階段。具有2個顯著特點：一是油井水淹正向油層水淹過渡，其驅替已從油帶水逐漸轉變為水帶油和水洗油的過程,突出表現為油井含水率高、水油比大、生產能力低、經濟效益差；二是油藏內部縫洞系統油水分布復雜，生產潛力分布零星，認識潛力和挖潛難度大，使得治水措施成功率低、增油量少，效果不理想。為了改善油藏低產低效的開發狀況，依照系統工程的理念和方法，對單井生產潛力分布、選井條件等重要環節進行了分析。并在此基礎上，提出了今后油井高含水期治理挖潛的綜合配套技術。運用這些研究成果，既能夠有效地提高油井增產效果，又可為同類型油藏治理提供借鑒。

1 單井生產潛力分布類型

油井堵水措施是改善縫洞型碳酸鹽巖油藏高含水期開發效果的重要途徑之一，其挖掘的生產潛力是指已基本認識，通過現有技術的運用，在目前水驅開采方式下可以增加產油量的可動油，劃分為3種潛力類型：一是裸眼上部中低滲透含油縫洞段［1］；二是油層套管封固且未射開的含油縫洞段；三是含油飽和度較高的低滲透縫洞。

1.1 裸眼上部中低滲透含油縫洞段

1.1.1 存在原因 一是底水油藏上油下水的分布方式表明上部生產潛力的存在；二是潛山頂部巖溶過程中的充填作用比較強，油層套管固井時水泥漿對套管鞋附近油層的污染，均可造成其滲透性能的降低；三是油井上部儲層微裂縫和小孔洞發育，滲透率較低，而下部儲層以洞穴或大孔洞發育為主，滲透率較高，在開采過程中底水將優先進入下部的高滲透縫洞段，使得上部中低縫洞段波及程度相對較低，保留了一定的可動剩余油；四是對正韻律、反韻律以及均質型3種不同類型的碳酸鹽巖油井進行剩余油模擬結果表明：在底水垂向驅替這3種不同的地質模型頂部均存在一定剩余油厚度，其中“正韻律”剩余油的厚度大于“反韻律”的厚度。

1.1.2 保存條件 生產井段縱向上為多縫洞段組合，特別是具有致密層分隔的多縫洞段剖面組合；各縫洞段之間的滲透率級差較大，上部縫洞段滲透能力比下部較差；在開發過程中，上部生產潛力未被動用或動用程度較低；單一縫洞段低滲透含油縫洞保留有一定的生產潛力。

1.1.3 分布特點 從有利于治理挖潛的角度出發，把生產潛力在空間的賦存狀態劃分為3種基本形態：一是致密層分隔之上的含油縫洞段，這種多縫洞段組合，由于其間致密層的明顯存在，油井開采具有一定的似層狀特點，油水運動規律表現出下部縫洞為主要產水段，上部縫洞段為生產潛力段；二是無明顯致密層分隔之上的含油縫洞段，當底水垂向驅替過程中，也呈現為下部縫洞段水淹程度較高，上部水驅波及程度較小，具有一定的生產潛力；三是單一縫洞段，由于內部大縫大洞水淹嚴重和干擾，低滲透縫洞仍保留有一定的生產潛力。

1.2 油層套管封固且未射開的高部位含油縫洞段

存在原因是在射孔完井中，目前被油層套管封固但未射開的高部位含油縫洞段，由于屏蔽遮擋作用，形成了一定的生產潛力。

保存條件：一是射開或未射開但未動用或動用程度較弱的含油縫洞段，與目前生產縫洞之間具有致密層段存在，使得套管外為2個不連通或連通程度較差的縫洞段；二是無明顯致密層分隔的多縫洞段組合，無論上部射開與否，只要儲層解釋級別較高且有一定的厚度，都會存留較高的生產能力；三是鑒于底水自下而上的驅油方式，最優的剖面組合為未動用或動用程度較差的含油縫洞段在上部，動用程度高的產水縫洞段在下部，有利于上部射孔或未射孔縫洞段保留較多的剩余可動油。

分布特點：其生產潛力的分布特點除與裸眼上部中低滲透含油縫洞段相同以外，其區別僅在于未動用或動用程度較低的含油縫洞尚未射開。

1.3 含油飽和度較高的低滲透縫洞

存在原因：無論是人工井底不斷上移的剖面調整或是鉆井揭開程度不足等原因，都會使得生產井段變得很小，且當油井進入高含水期時，其滲透率較高的縫洞水驅油效率高，含水飽和度增長很快，并且由于它的干擾，低滲透含油縫洞的生產潛力很難完全發揮出來。

保存條件：在不同滲透縫洞同時共存，相互制約的生產條件下，高滲透縫洞所需生產壓差小，驅油效率高，而滲透率較小的縫洞段，則難以在同樣的壓差下發揮相同的作用，導致采油過程的不完全性［2］，使得低滲透保留了較高的含油飽和度。

分布特點：其生產潛力主要分布在低滲透含油縫洞中。

2 選井條件分析

2.1 優選多縫洞段特別是具有致密層分隔的多縫洞段組合油井

由于沉積環境和巖溶作用的差異性，使得縫洞型碳酸鹽巖油藏形成了具有滲流屏障作用的致密灰巖段［3］。其巖性以致密泥微晶灰巖為主，孔洞、裂縫均不發育，測井曲線響應特征表現為自然伽馬值低，三孔隙度測井反映的孔隙度值低，測井解釋的滲透率小，儲層評價為非儲層。地震屬性呈現出反射特征連續性較好，振幅變化率弱以及高阻抗等特征。這種致密層段，在油藏開發過程中能夠在一定時間和范圍內阻止底水的竄進，同時為油井的堵水挖潛提供天然屏障。評判致密層段的優劣程度，特別是對于其上的低滲透潛力段進行小型酸壓改造時，能夠較好地避免溝通下部水體，至少需要滿足以下條件：一是要具有一定的分隔厚度。礦場實踐表明一般單層厚度要大于10 m以上；二是平面分布要具有一定的范圍。利用地震屬性特征，能夠對致密層橫向分布距離進行預測。但若定性判斷，當致密層縱向厚度較大時，其平面分布也應該較長；三是致密層段的分布位置。當致密層段位于生產井段底部時，能夠有效地防止底水的快速竄進，延長油井的無水期或中低含水期，改善水驅效果，但當油水界面淹過致密層段以后，對于堵水措施而言作用已不大。當致密層段位于生產井段頂部時，對于堵水已無實際意義。只有當致密層段位于生產井段中部，上下皆分布生產層，其作用才能得到較好的發揮。總之，這種致密層段分隔明顯的多縫洞段組合油井，可獲得顯著的增產效果，應作為油井堵水挖潛措施的首選。對于致密層段厚度薄分隔弱的多縫洞段組合油井，當主要產水段來自下部時，采用深部堵水方式，有效封堵出水大孔道，發揮上部含油縫洞的生產潛力，仍可取得較好的增產效果。因此，對這種多縫洞段組合油井，實施堵水挖潛措施，也要給予高度重視。

需要指出的是，前述兩種多縫洞段組合油井實施的堵水挖潛措施，皆屬剖面調整的范疇。對于已無剖面調整余地或為單一縫洞段組合油井，其內部油水混雜分布，總體特征表現為高滲透縫洞水淹嚴重，中低滲透縫洞水波及程度較低，具有一定的生產潛力。只有在有效封堵出水大孔道以后，才能較好地發揮中小含油縫洞的生產潛力。它屬于縫洞系統內部的調整，其難度較大，特別是對堵水工藝技術的要求更高。

2.2 優選后續接替潛力較大的油井

前面主要從有無致密層分隔角度對選井條件作了一些分析，但從后續接替潛力方面綜合分析不夠，也直接影響著措施的成效。為此，有必要對其生產潛力大小加以綜合評判。一是單井剩余可采儲量規模對選井質量的影響，它的大小是影響堵水成效的資源基礎。特別是對于縫洞系統內部調整挖潛的油井更為重要。一般而言，剩余可采儲量越多，表明生產層段離油水界面較遠，縱向上剩余含油高度較大，橫向上含油面積較寬，其治理挖潛也會取得較好的增產效果，反之亦然。堵水挖潛實踐表明，油井高含水期單井剩余可采儲量大于1×104t以上時，才能取得較好的措施效果。二是上部剩余潛力對選井質量的影響。不論是致密層分隔明顯還是分隔弱的多縫洞段組合，評價其上部生產潛力大小，除了單井剩余可采儲量規模以外，更要注重利用鉆井放空漏失、地質錄井以及測井解釋成果進行綜合分析。例如礦場實踐證明，當單井測井解釋Ⅱ類儲層厚度大于3 m、單層厚度大于1 m以上時，其油層生產能力較高，后續接替潛力較大。因此，對于上部縫洞比較發育，生產潛力較大的油井，應優先選擇堵水措施。相反，對于上部非儲層發育，或者僅間夾少量Ⅲ類儲層的油井，選擇堵水措施就要慎重對待。三是不同儲層類型對選井質量的影響。該油藏儲層劃分為三種基本類型，分別為溶洞型、裂縫孔洞型以及裂縫型。其中裂縫孔洞型儲集體，是由不同規模、不同尺度的裂縫、溶洞以及孔隙相互交織在一起，以不同形式和數量在空間組合而成。它的縫洞孔均比較發育，儲層均質性較強，既有利于堵劑的駐留，也有利于剩余可動油潛力的釋放，是實施深部堵水較為有利的儲層類型。溶洞發育占優勢的儲集體，其水驅油幾乎是以活塞式方式推進，當油水界面抬升到溶洞發育段以后，油井含水快速上升甚至暴性水淹。此時溶洞內含水飽和度很高，并且堵劑駐留難度很大，因此堵水效果差。但如果剖面組合為多溶洞段特別是致密層分隔明顯的多溶洞段時，有效封堵下部出水大孔道以后，仍能夠較好地發揮上部生產潛力。裂縫發育占優的儲集體，其通過天然的或人工酸壓大裂縫與下部水體連通，底水沿著裂縫快速竄入到井底，造成油井含水快速上升，油井生產能力迅速下降。此時大裂縫水淹程度高，封堵難度較大，堵水效果差。但當剖面組合為多裂縫段特別是致密層分隔較好的多裂縫段，在有效封堵下部出水裂縫段的前提下，可以較好地釋放上部裂縫段生產潛力。

2.3 優選產液剖面分布差異較大且位置較佳的油井

從礦場油井產液剖面測試解釋成果來看，多數油井產液剖面的分布是極不均衡的，具體表現為3種狀態：主要產液段在下部、中部、上部。當油井進入高含水期以后，下部為主要產水層段且上部具有接替潛力時，就需對下部出水縫洞采取封堵措施，實現縱向上產量接替。對于高產水層段位于中部，其上部仍有接替力的油井，亦可采取堵水措施，封埋中下部出水段，發揮上部中小含油縫洞生產潛力，屬剖面調整。但對于主要產水層段位于上部的油井，一般不適宜堵水。

2.4 優選單井天然能量較強的油井

單井天然能量弱的油井，其周邊多為低滲透致密基巖遮擋，儲油體規模小，與水體的溝通較差，邊底水不活躍，地層壓力和產油量遞減很快，高含水后生產能力接替差。這種弱能量油井堵水以后，原本不高的儲層滲透性變得更低，若沒有配套的工藝措施對其解堵，將導致地層供液能力嚴重不足，甚至不產液。但對于單井天然能量屬于強—中類型的油井，本身儲油體規模較大，內部連通性較好，并與水體溝通程度較高，底水錐進的動力較強。對這種強能量油井，經過封堵出水大孔道以后，雖然高滲透產水縫洞的滲透率有所降低，但不足以影響地層的供液能力。

2.5 優選見水特征為層狀或裂縫見水類型的油井

前蘇聯專家梅爾庫洛哇為了給碳酸鹽巖多重介質油井堵水提供依據，對其油井見水特征提出了如下評判公式［4］

式中，Qo（t）、Qw（t）分別為油井含水采油期t時累積產油和累積產水，m3；Qoe（to）、Qwe（to）為分析日期to時累積產油和累積產水，m3。

根據曲線形態把油井見水劃分為層狀、裂縫、水錐以及條帶見水。其中適合于堵水措施首推層狀見水，其次為裂縫見水，其余2種類型則適應性較差。

層狀見水油井表現為含水上升為階梯狀，反映了井筒周圍多個縫洞系統的見水特征，其堵水增產效果明顯。裂縫見水油井含水快速上升，對出水層段明確的多縫洞段組合，采取堵水措施，亦可獲得一定的增產效果。

3 堵水工藝分析

3.1 堵水機理

無論采用何種堵劑和方式堵水，其本質都是排除或減小高滲透出水縫洞的干擾，發揮中低滲透含油縫洞的生產潛力。最終目的是改善油藏開發效果。根據油藏工程的基本概念，水驅采收率等于驅油效率和波及體積系數的乘積。而波及體積系數又是波及面積系數和波及厚度系數的乘積。由于儲層的非均質性強，當生產井段下部水淹或者出水大縫大洞的干擾，縱向上波及厚度系數是比較低的。因此，采用堵水工藝，有效封堵出水大孔道，發揮中小含油縫洞的生產潛力，能夠增大波及厚度系數，從而提高水驅采收率。具體而言，對多縫洞段組合的高含水井，不論其為裸眼井或射孔井，均可采用堵水工藝，封埋下部產水井段，發揮上部含油縫洞段的生產潛力，實現產油量的縱向接替。對油井揭開厚度較小或灰面上抬后剩余厚度很小的單一縫洞段，封堵高滲透水淹大孔道，釋放中小含油縫洞生產潛力，屬縫洞系統內部調整挖潛。

3.2 堵劑類型

礦場堵水實踐表明：該油藏屬高溫、高壓、高含鹽地下環境，進行以化學堵劑為主的有機堵水，由于堵劑膠聯強度不夠而水解，其適應性差，有效率低。但對于包括可固化顆粒類堵劑和可溶性碳酸鹽堵劑在內的無機堵劑，則適應性較強，成功率較高，增產控水效果較明顯。因此，今后在礦場堵水措施中，應以無機類堵劑為主，并通過段塞的持續優化組合，進一步提高適應范圍，實現對出水孔洞的有效封堵。

3.3 封堵方式

根據礦場堵劑用量以及堵劑進入地層的深淺，將堵水分為井筒堵水和深部堵水兩大類。井筒堵水堵劑用量的設計，一般依據裸眼封堵段井筒容積并附加一定余量實施一次性堵水，封堵不成可采取多輪次反復充填直至封堵成功。深部堵水堵劑用量，可利用常規經驗法、裂縫體積法以及酸化曲線校正法等進行預測，并考慮一定的余量進行設計。井筒堵水適用于致密層分隔明顯的多縫洞組合油井，對致密層段以下主要產水層進行封堵以后，發揮其上的中小含油縫洞的生產潛力，實現產油量縱向上的接替。深部堵水適用于致密層段薄分隔弱的多縫洞段組合以及單一縫洞段組合的油井，其堵劑用量大，推入半徑遠，在有效封堵出水大孔道前提下，能夠較好地發揮中低滲透含油縫洞的生產潛力。

3.4 堵水井型

隨著油藏持續開發側鉆水平井不斷增多，對其實施選擇性堵水已成為必然。但由于其復雜的儲層特征和裸眼完井的井筒條件，給油井堵水帶來了一些困難，包括出水位置難以準確判斷，使得堵水井段不明確；由于重力沉降等原因，使得堵劑的展布難以控制等。因此，除了繼續開展側鉆水平井堵水技術攻關以外，目前堵水挖潛的井型應以裸眼、射孔完成的直井以及側鉆井為主。

3.5 井段長短

對于裸眼井段小于30 m，并且縫洞段集中分布的油井，進入高含水期以后，現有的技術手段尚不能很好地適應治水挖潛的需要。因此，要繼續開展短裸眼井段堵水技術攻關。目前堵水挖潛應以生產井段較長的多縫洞段組合油井為主。

3.6 投產措施

根據儲層特征、施工狀況以及堵后吸液能力，綜合擬定配套投產工藝。常用的配套措施有：小型酸壓、射孔酸化以及轉軸等。對于接替縫洞潛力較差的油井，在堵水方案設計時便將配套措施一并考慮，便于連續施工，降低施工成本。對于堵水效果較好的油井，適當放大生產壓差，提高油井產液量，有利于發揮堵水效益。

4 綜合配套技術

綜上所述，油井高含水期堵水挖潛綜合配套技術，主要包括3個方面：一是單井生產潛力成因、保存以及分布特點研究技術。通過此項技術分析，目前已經認識到并且有的已見到明顯增產效果的生產潛力共有3種基本類型，分別是裸眼上部中低滲透含油縫洞段；油層套管封固且未射開的含油縫洞段以及含油飽和度較高的低滲透縫洞。二是高含水期油井選井條件分析技術。在研究的基礎上提出了5個優選，即優選多縫洞特別是致密層分隔明顯的多縫洞組合、后續接替潛力較大、產液剖面差異較大且分布位置較佳、單井天然能量較強以及見水特征為層狀或裂縫見水的油井。三是油井堵水工藝技術，包括堵水機理，堵劑類型、封堵方式、堵水井型，井段長短以及投產配套措施等。這3項單項技術，各有側重，缺一不可，整體構成了針對性較強適用范圍較廣的高含水期堵水挖潛綜合配套技術。

5 井例分析

試驗井為直井，揭開目的層113.5 m，其中上部被套管封固地層厚度79.28 m，下部34.22 m為裸眼井段，堵水前油井含水高，生產能力低。潛力類型為油層套管封固且未射開的上部含油縫洞段。剖面組合為致密層分隔明顯的多縫洞剖面組合。位于中部的致密層段由干層和Ⅲ級儲層組合而成，總厚度39 m，單層致密層最大為12.5 m。下部縫洞發育，測井解釋Ⅱ級儲層4層18.5 m，儲層類型以裂縫型為主，上部縫洞段測井解釋也比較好。根據乙型水驅曲線回歸計算 ，單井剩余可采儲量約有2萬t，剩余可采儲量比例54.2%，表明油井仍有較大的生產潛力。從套管封固且未射開的儲層來看，測井解釋儲層4層15 m，其中單層厚度最大的Ⅱ級儲層10.5 m，溶孔比較發育，亦反映該井有較好的接替潛力。

由于該井裸眼段較短沒有進行產液剖面測試，但分析認為油井高產水是底水沿高角度裂縫上竄所致，來水方向為下部的產水縫洞段，為層狀見水特征，屬強能量井。

利用致密層段，實施井筒堵水，注灰封埋下部裸眼產水段，然后對上部套管封固的含油縫洞段進行射孔和酸化改造。堵水后對井筒灰塞深度以上的Ⅱ級儲層2層3.5 m進行射孔酸化，投產后獲得了顯著的增產效果。

6 結論與認識

（1）高含水期油井堵水挖潛共有3種基本類型，分別是裸眼上部中低滲透含油縫洞、油層套管封固且未射開的上部含油縫洞段以及含油飽和度較高的低滲透縫洞。它們是縫洞型碳酸鹽巖今后堵水挖潛的主要對象。

（2）優選多縫洞段特別是致密層分隔明顯的多縫洞剖面組合，后續接替潛力較大，產液剖面分布差異較大且位置較佳、單井天然能量較強以及油井見水特征為層狀、裂縫見水的油井，堵水效果較好。前三項條件尤為重要，核心是后續接替能力較強。

（3）以無機類堵劑為主并優化段塞組合提高封堵強度；根據致密層發育狀況以及挖潛對象，確定采用井筒堵水或是深部堵水；依據油井堵水施工狀況，配套投產措施。

（4）由于受到現有堵水工藝的限制，對于短裸眼井段和側鉆水平井應繼續開展找堵水工藝攻關，目前油井堵水應該以裸眼井段較長和直井以及側鉆井為重點。

（5）應用縫洞型碳酸鹽巖油井高含水堵水挖潛綜合配套技術，既可改善油藏開發效果，又可為同類型油藏治理提供借鑒。

［1］ 劉仁達.潛山油藏后期開發的潛力分布及挖潛方法［M］. 北京：石油工業出版社，1994：09.

［2］ 范子儀，秦榮章. 裂縫性碳酸鹽巖油藏油井堵水技術［J］.石油鉆采工藝，1988，10（4）：23-32.

［3］ 潘昭才，袁曉滿，谷雨，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏油井高含水期關井壓錐技術優化［J］.石油鉆采工藝，2013，35（4）：65-69.

［4］ 劉德華，陳利新，繆長生.具有邊底水碳酸鹽巖油藏見水特征分析［J］.石油天然氣學報，2008，30（4）：137-139.

（修改稿收到日期 2013-08-27）

Water plugging and tapping potential integrated technology for fracture-vug carbonates oil wells at high water-cut stage

PAN Zhaocai1, YUAN Xiaoman1, GU Yu1, WANG Junfang1, BU Lulu1, REN Baoyu2
（1. Development Department,Tarim Oilfield Company,Korla841000,China;2. Oil Production Engineering Research Institute,Huabei Oilfield Company,Renqiu062552,China）

Aiming at the low success rate and poor economic conditions of water plugging and tapping potential in X region fracture-vug carbonates oil wells at high water-cut stage, Important nodes of production potential types and formation mechanism of single well, well selection criteria and process engineering were deeply researched and analyzed to form a more perfect integrated supporting technologies. And all of these are finished according to the system engineering concepts and methods. These research results can significantly improve the effectiveness of potential tapping in the future at high water cut stage, and also provide reference for the same type of reservoir to carry out the similar study.

high water-cut stage; production potential; well selection criteria; water plugging measures; integrated matching technical

潘昭才，袁曉滿，谷雨，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏油井高含水期堵水挖潛綜合配套技術［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（5）：92-96.

TE357.1

：A

1000–7393（2013） 05–0092–05

潘昭才，1972年生。1996年畢業于西南石油學院采油工程專業，從事油氣田開發研究工作，高級工程師。電話：0996-2171359。E-mail：panzc-tlm@petrochina.com.cn。

〔編輯 付麗霞〕